К трудноизвлекаемым относятся запасы нефтяных оторочек толщиной не более 1-15 м. Выработка запасов нефти, сосредоточенных в подгазовых зонах нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, осложнена многофазностью потока в пласте, что приводит к возникновению негативных процессов, таких как оттеснение нефти в газовую зону, прорыв газа к забою добывающей скважины (увеличение газового фактора более 1500 м3/т) и расформированию нефтяной оторочки. В результате нефтеотдача не превышает 10 % начальных запасов. При проектировании процессов подготовки нефти при совместной добыче газа газовых шапок и нефти из подгазовых зон (нефтяных оторочек) нефтяными скважинами необходимо корректно моделировать компонентно-фракционный состав добываемого флюида. Основная сложность моделирования заключается в описании гипотетических или псевдокомпонентов нефти и углеводородного конденсата, добываемого с прорывным газом. Рассчитываемые гипотетические компоненты должны характеризовать состав и свойства нефти и конденсата как раздельно, так и смеси. На основании данных, полученных при разгонке, и свойств нефти и углеводородного конденсата определяются псевдокомпоненты (фракции с заданными интервалами кипения), которые характеризуются интервалом кипения, средней температурой кипения, плотностью, молярной массой, критическим давлением, температурой, объемом, ацентрическим фактором.
Учет влияния состава и количества прорывного газа на сепарацию нефти, позволяет более точно определить режимы сепарации нефти, рассчитать состав и свойства материальных потоков, выбрать основное технологическое оборудование. По результатам моделирования и материально-теплового расчета процесса сепарации нефти определяются рациональные режимы сепарации с целью обеспечения максимального выхода нефти и газа при условии соблюдения требований к давлению насыщенных паров товарной нефти и максимально возможной четкости распределения компонентов между газом и нефтью.
